All of the main items of equipment

All of the main items of equipment in the CCS process are based on established technology, already in use for similar purposes

At the heart of the capture plant is the separator, typically a solvent scrubber, although other methods of separation can be used and new systems are under development (IPCC, 2005). The stream of gases being scrubbed only contains a small proportion of CO 2 (between 3.5% and 14% depending on fuel type), most of which is removed by the solvent, which is then regenerated, releasing a stream of concentrated CO 2 . After any necessary clean-up, the CO 2 is compressed for transport. The quantities of CO 2 produced by a single power station can be upwards of 2 million tonnes per year, for which the most appropriate method of transport is a high pressure pipeline (operating at 100 bar or more), although use of ships may also be considered in certain circumstances. The pressure in the pipeline is dictated by the physical properties of CO 2 – transporting the CO 2 in its ‘dense phase’ reduces the space required. Transport by ship, on the other hand, would require moderate refrigeration of the CO 2 rather than elevation to a high pressure. The energy required for capture and compression or capture and refrigeration can be substantial, which is one of the main costs of employing CCS.

A range of storage options for CO 2 have been considered but there is now consensus that storage in geological formations would be the most appropriate way of dealing with the quantities of CO 2 involved, in a safe and secure manner for a very long time (i.e. thousands of years). Other storage options are examined in the following section.

All stages of the CCS process will involve substantial capital investment, not least because of the sheer scale. The main expenditure will be on the capture plant, which, together with the compressor, incurs the main operating costs. The costs of all parts of the CCS system will show the effects of economies of scale. Typically, illustrative costs are quoted for a full size power station (e.g. 500 MW) but such a power station only produces 1 to 2 million tonnes/year of CO 2 and the economies of scale of pipelines are such that a capacity of 10–20 million tonnes/year could show useful savings, implying the amalgamation of CO 2 from several sources for transport (although this may not be the case in early projects).

For geological storage, the suitable scale of the facility will be determined by geological features but it may be that the CO 2 carried by a large pipeline would need to be distributed among several storage sites. It is likely that, in Northern Europe, such facilities will be offshore, under the North Sea. The cost of a storage facility will be dominated by the initial survey and by the work necessary to prove that the geological formation is suitable, plus the cost of establishing the facility (e.g. drilling of wells and construction of an offshore platform); there will also be ongoing expenditure on operation of the system and on monitoring. In the event of an unexpected failure of the storage system, the cost of remediation could be signifi cant but it is expected that, by appropriate site selection and design, the chances of this happening will be very small. Capital costs will dominate the economics of transport and storage although the operating costs might be significant if pressure boosting were needed (as could be necessary for a long line).

In view of the established nature of the technologies involved in this process, it is relatively easy to estimate the costs of the various stages of the CCS process using standard engineering procedures. There are many published studies of the cost of capturing and compressing CO 2 and several generic studies of the cost of transport and storage (IPCC, 2005). Some impression of the balance of costs in the various parts of the system is shown in Table 1.3 based on a recent study of European costs (ZEP, 2011).

These figures indicate that perhaps 10% of the additional cost of using CCS may be due to the storage element but this may represent 20% of the additional capital cost of such a system.

How these costs translate into value (i.e. the potential profitability of the various stages) will not be clear until commercial operations are fully established. At present the value of CCS will be determined by how much subsidy will be available from public sources, or as a consequence of legal restriction on construction of power stations without CCS. In future, if the emissions from large sources are regulated and the
permitted levels of emissions are reduced to a small fraction of current levels, then CCS plant could have value in its own right. Until it is clear when and how that situation will develop, the best that can be said of the relative value of the different elements of the CCS chain is to use the discounted costs (as shown in Table 1.3).

When CCS becomes a normal part of the business of electricity generation, it is likely that the rate of return expected from investment in the capture plant would be similar to that of the rest of the power plant; similarly for pipelines, the rate of return can be expected to match that allowed for typical common carrier pipeline assets. The analogous situation for geological storage is less clear but it is assumed that a similar rate of return would apply as to other parts of a CCS project. In that case the value of the storage part of the chain would be 10–20% of the value of the whole chain.

In a fully commercial CCS system, the different parts of the system may be owned and operated by different companies – for example, the capture plant would likely be owned by the power plant operator since it would be an integral part of that plant; the transport system might be owned by a pipeline company, much as gas pipelines are owned by dedicated pipeline
companies in the UK and USA; the storage facility might be owned by a dedicated storage company that manages storage for a number of providers of CO 2 ; but other models of ownership could equally well develop.

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

สินค้าหลักของอุปกรณ์ในกระบวนการ CCS ทั้งหมดขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีสร้าง ใช้สำหรับวัตถุประสงค์ที่คล้ายกัน หัวใจของโรงงานจับถูกแบ่ง จะเป็นตัวทำละลายเครื่องขัด แม้ว่าสามารถใช้วิธีการอื่น ๆ ของการแยก และระบบใหม่พัฒนา (IPCC, 2005) กระแสของก๊าซเป็น scrubbed เท่านั้นประกอบด้วยสัดส่วนขนาดเล็กของ CO 2 (ระหว่าง 3.5% และ 14% ตามชนิดเชื้อเพลิง), ส่วนใหญ่ของที่จะเอาออกโดยตัวทำละลาย ซึ่งเป็นแล้วสร้างใหม่ ปล่อยกระแสความเข้มข้น CO 2 หลังจากที่ใด ๆ จำเป็นล้าง CO 2 จะถูกบีบอัดสำหรับการขนส่ง ปริมาณ CO 2 ที่ผลิต โดยสถานีพลังงานเดียวได้ upwards of 2 ล้านตันต่อปี ซึ่งวิธีการขนส่งที่เหมาะสมที่สุดมีไปป์ไลน์ความดันสูง (ทำงานที่บาร์ 100 หรือมากกว่า), ใช้เรืออาจได้รับการพิจารณาในบางกรณี ความดันในท่อมีบอกตามคุณสมบัติทางกายภาพของ CO 2 – ขนส่ง CO 2 ในของ 'หนาแน่นระยะ' ช่วยลดพื้นที่ที่ต้องการ ขนส่ง โดยเรือ ในทางกลับกัน ต้องแช่แข็งปานกลางของ CO 2 มากกว่าระดับความกดดันสูง พลังงานที่จำเป็นสำหรับการจับภาพ หรือ capture และบีบอัด และเครื่องทำความเย็นสามารถพบ ซึ่งเป็นหนึ่งในต้นทุนหลักของการใช้ CCSช่วงเก็บตัว CO 2 ได้รับการพิจารณา แต่ขณะนี้มีมติเก็บในธรณีวิทยาก่อตัวจะเป็นวิธีที่เหมาะสมจัดการกับปริมาณ CO 2 ที่เกี่ยวข้อง อย่าง ปลอดภัยเป็นเวลานาน (เช่นหลายพันปี) ตัวเลือกการจัดเก็บอื่น ๆ กำลังตรวจสอบในส่วนต่อไปนี้ทุกขั้นตอนของกระบวนการ CCS จะเกี่ยวข้องกับเงินลงทุนที่พบ ไม่น้อยเนื่องจากขนาดแท้จริง รายจ่ายหลักจะอยู่ในโรงงานจับ ซึ่ง พร้อมคอมเพรสเซอร์ ใช้ต้นทุนการดำเนินงานหลัก ต้นทุนชิ้นส่วนทั้งหมดของระบบ CCS จะแสดงผลกระทบของเศรษฐกิจของขนาด โดยปกติ การเสนอราคาต้นทุนแสดงสำหรับสถานีไฟฟ้าขนาดเต็ม (เช่น 500 MW) แต่สถานีเช่นพลังงานเฉพาะผลิต 1 2 ล้านตัน/ปี CO 2 และเศรษฐกิจของขนาดของท่อให้ความจุ 10-20 ล้านตัน/ปีสามารถแสดงประโยชน์ประหยัด หน้าที่ควบบริษัท CO 2 จากหลายแหล่งสำหรับการขนส่ง (แม้ว่าอาจไม่ใช่ในช่วงต้นโครงการ)สำหรับเก็บข้อมูลธรณีวิทยา ขนาดของสิ่งอำนวยความสะดวกที่เหมาะสมจะถูกกำหนด โดยลักษณะธรณีวิทยา แต่อาจให้ 2 บริษัทที่ดำเนินการ โดยท่อขนาดใหญ่จะต้องถูกกระจายตามเก็บหลายไซต์ ก็มีแนวโน้มว่า ในยุโรปเหนือ สิ่งอำนวยความสะดวกดังกล่าวจะถูกต่างประเทศ ใต้ทะเลเหนือ ต้นทุนของสถานที่เก็บจะถูกครอบงำ โดยการสำรวจเบื้องต้น และงานที่จำเป็นต้องพิสูจน์ว่าก่อธรณีวิทยาเหมาะสม บวกต้นทุนของการสร้างสิ่งอำนวยความสะดวก (เช่นเจาะบ่อและก่อสร้างของแพลตฟอร์มต่างประเทศ), จะมีรายจ่ายอย่างต่อเนื่อง ในการทำงานของระบบ และตรวจสอบ ในกรณีไม่คาดคิดความล้มเหลวของระบบจัดเก็บ ต้นทุนของผู้เชี่ยวชาญอาจความต้อน แต่คาดว่า เลือกเว็บไซต์ที่เหมาะสมและออกแบบ โอกาสของการเกิดขึ้นนี้จะเล็กมาก ต้นทุนเงินทุนจะครองเศรษฐศาสตร์ขนส่งและจัดเก็บแม้ว่าต้นทุนการดำเนินงานอาจมีความสำคัญถ้าความดันเพิ่มได้ตามต้องการ (อาจจะจำเป็นสำหรับบรรทัดยาว)มุมมองลักษณะของเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องในกระบวนการนี้ขึ้น ได้ค่อนข้างง่ายในการประเมินต้นทุนของขั้นตอนต่าง ๆ ของกระบวน CCS ใช้วิธีมาตรฐานวิศวกรรม มีการศึกษาเผยแพร่ในต้นทุนของการรวบรวม และบีบอัด CO 2 และหลายการศึกษาทั่วไปต้นทุนของการขนส่งและการจัดเก็บ (IPCC, 2005) ความประทับใจบางอย่างของต้นทุนในส่วนต่าง ๆ ของระบบจะแสดงอยู่ในตาราง 1.3 ตามการศึกษาล่าสุดของต้นทุนยุโรป (ZEP, 2011) ตัวเลขเหล่านี้บ่งชี้ว่า อาจจะมี 10% ของค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมใช้ CCS อาจเกิดจากองค์ประกอบเก็บ แต่นี้อาจแสดงถึง 20% ของทุนเพิ่มเติมของระบบดังกล่าว แปลว่าต้นทุนเหล่านี้เป็นค่า (เช่นเป็นผลกำไรของขั้นตอนต่าง ๆ) จะไม่ได้ชัดเจนจนกว่าครบกำหนดดำเนินธุรกิจ ปัจจุบัน ค่าของ CCS จะกำหนด โดยจำนวนเงินสมทบจะสามารถใช้ได้ จากแหล่งข้อมูลสาธารณะ หรือเป็น ลำดับข้อจำกัดทางกฎหมายในการก่อสร้างสถานีไฟฟ้าโดย CCS ในอนาคต ถ้าถูกควบคุมการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากแหล่งขนาดใหญ่และอนุญาตระดับการปล่อยก๊าซจะลดลงเป็นส่วนเล็ก ๆ ของระดับปัจจุบัน แล้ว CCS พืชอาจมีค่าในตนเอง จนกว่าจะ ชัดเจนเมื่อ และ วิธีการสถานการณ์ที่จะ พัฒนา ดีสุดที่สามารถค่าสัมพันธ์ขององค์ประกอบต่าง ๆ ของ CCS ได้ใช้ต้นทุนลด (ดังแสดงในตารางที่ 1.3)เมื่อ CCS กลายเป็น ส่วนหนึ่งของธุรกิจไฟฟ้า เป็นไปได้ว่า อัตราผลตอบแทนที่คาดหวังจากการลงทุนในโรงงานจับภาพจะคล้ายกับที่ของโรงไฟฟ้า ในทำนองเดียวกัน สำหรับท่อ อัตราผลตอบแทนสามารถคาดหวังให้ตรงกับที่ได้รับอนุญาตสำหรับสินทรัพย์ท่อขนส่งทั่วไปทั่วไป สถานการณ์คู่สำหรับเก็บข้อมูลธรณีวิทยาจะน้อย แต่มีสมมุติว่า จะใช้อัตราผลตอบแทนที่คล้ายคลึงกันกับส่วนอื่น ๆ ของโครงการ CCS ในกรณีที่ ค่าของส่วนเก็บของจะเป็น 10-20% ของมูลค่าของทั้งหมดในระบบ CCS อย่างพาณิชย์ ส่วนต่าง ๆ ของระบบอาจเป็นเจ้าของ และดำเนินการ โดยบริษัทต่าง ๆ – ตัว พืชจับจะอาจมีเจ้าของดำเนินการโรงไฟฟ้าเนื่องจากมันจะเป็นส่วนหนึ่งของพืชที่ ระบบขนส่งอาจเป็นเจ้าของ โดยบริษัทไลน์ มากที่ท่อส่งก๊าซเป็นเจ้าของ โดยเฉพาะท่อบริษัทในสหราชอาณาจักรและสหรัฐอเมริกา สิ่งอำนวยความสะดวกจัดเก็บอาจเป็นเจ้าของ โดยบริษัทเก็บเฉพาะที่จัดการเก็บข้อมูลจำนวนผู้ให้บริการของ CO 2 แต่รุ่นอื่น ๆ เป็นเจ้าของเท่า ๆ กันทั้งด้าน

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

ทั้งหมดของรายการหลักของอุปกรณ์ในกระบวนการ CCS จะขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีที่จัดตั้งขึ้นแล้วในการใช้เพื่อวัตถุประสงค์ที่คล้ายกันที่เป็นหัวใจของพืชจับเป็นตัวคั่นซึ่งโดยปกติจะฟอกตัวทำละลายแม้ว่าวิธีการอื่น ๆ ของการแยกสามารถนำมาใช้และระบบใหม่ อยู่ภายใต้การพัฒนา (IPCC, 2005) กระแสของก๊าซที่ถูกขัดมีเพียงส่วนเล็ก ๆ ของ CO 2 (ระหว่าง 3.5% และ 14% ขึ้นอยู่กับประเภทของเชื้อเพลิง) ซึ่งส่วนใหญ่จะถูกลบออกจากตัวทำละลายซึ่งจะสร้างใหม่แล้วปล่อยกระแสของความเข้มข้น CO 2 หลังจากที่ใด ๆ ที่จำเป็นสะอาดขึ้น CO 2 ถูกบีบอัดสำหรับการขนส่ง ปริมาณ CO 2 ที่ผลิตโดยสถานีพลังงานเดียวสามารถมากกว่า 2 ล้านตันต่อปีซึ่งวิธีการที่เหมาะสมที่สุดของการขนส่งเป็นท่อแรงดันสูง (ปฏิบัติงานที่ 100 บาร์หรือมากกว่า) แม้ว่าการใช้งานของเรือก็อาจจะเป็น การพิจารณาในบางสถานการณ์ ความดันในท่อเป็น dictated โดยคุณสมบัติทางกายภาพของ CO 2 - การขนส่ง CO 2 ในของ 'เฟสหนาแน่น' ช่วยลดพื้นที่ที่จำเป็น การขนส่งทางเรือในมืออื่น ๆ จะต้องมีการทำความเย็นปานกลางของ CO 2 มากกว่าที่จะยกระดับความดันสูง พลังงานที่จำเป็นสำหรับการจับภาพและการบีบอัดหรือการจับภาพและเครื่องทำความเย็นได้มากซึ่งเป็นหนึ่งในค่าใช้จ่ายหลักของการจ้าง CCS. ช่วงของตัวเลือกการจัดเก็บข้อมูลสำหรับ CO 2 ที่ได้รับการพิจารณา แต่ขณะนี้มีความเห็นเป็นเอกฉันท์ว่าการจัดเก็บข้อมูลในการก่อตัวทางธรณีวิทยาที่จะเป็น วิธีที่เหมาะสมที่สุดในการจัดการกับปริมาณ CO 2 ที่เกี่ยวข้องกับการในลักษณะที่ปลอดภัยและมีความปลอดภัยมาเป็นเวลานานมาก (เช่นพัน ๆ ปี) ตัวเลือกการจัดเก็บข้อมูลอื่น ๆ มีการตรวจสอบในส่วนต่อไป. ทุกขั้นตอนของกระบวนการ CCS จะเกี่ยวข้องกับการลงทุนอย่างมีนัยสำคัญไม่น้อยเพราะของขนาดที่แท้จริง ค่าใช้จ่ายหลักจะอยู่ในพืชจับซึ่งร่วมกับคอมเพรสเซอร์, เกิดค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานหลัก ค่าใช้จ่ายในทุกส่วนของระบบ CCS จะแสดงผลกระทบของการประหยัดจากขนาด โดยปกติแล้วค่าใช้จ่ายจะถูกยกมาเป็นตัวอย่างสำหรับสถานีไฟฟ้าขนาดเต็ม (เช่น 500 เมกะวัตต์) แต่เช่นสถานีพลังงานเพียง แต่ผลิต 1-2000000 ตัน / ปี CO 2 และการประหยัดจากขนาดของท่อดังกล่าวว่ากำลังการผลิต 10-20 ล้านตัน / ปีสามารถแสดงเงินฝากออมทรัพย์ที่มีประโยชน์หมายความรวมของ CO 2 จากหลายแหล่งที่มาสำหรับการขนส่ง (แม้ว่านี้อาจไม่เป็นกรณีในโครงการต้น). สำหรับการจัดเก็บทางธรณีวิทยาในระดับที่เหมาะสมของสถานที่จะถูกกำหนดโดยลักษณะทางธรณีวิทยา แต่ มันอาจเป็นไปได้ว่า CO 2 ดำเนินการโดยท่อที่มีขนาดใหญ่จะต้องมีการกระจายการจัดเก็บข้อมูลในเว็บไซต์หลาย มันอาจเป็นไปได้ว่าในยุโรปเหนือ, สิ่งอำนวยความสะดวกดังกล่าวจะเป็นในต่างประเทศภายใต้เหนือทะเล ค่าใช้จ่ายของสถานที่จัดเก็บจะถูกครอบงำโดยการสำรวจเบื้องต้นและจากการทำงานที่จำเป็นในการพิสูจน์ว่าการก่อตัวทางธรณีวิทยาที่มีความเหมาะสมรวมทั้งค่าใช้จ่ายในการสร้างสิ่งอำนวยความสะดวก (เช่นการเจาะหลุมและการก่อสร้างของแพลตฟอร์มต่างประเทศ); นอกจากนี้ยังมีค่าใช้จ่ายอย่างต่อเนื่องในการทำงานของระบบและตรวจสอบ ในกรณีที่มีความล้มเหลวที่ไม่คาดคิดของระบบจัดเก็บค่าใช้จ่ายของการฟื้นฟูอาจจะลาดเทคัญ แต่ก็เป็นที่คาดว่าโดยการเลือกสถานที่ที่เหมาะสมและการออกแบบ, โอกาสในการเกิดขึ้นนี้จะมีขนาดเล็กมาก ค่าใช้จ่ายทุนจะครองเศรษฐศาสตร์ของการขนส่งและการเก็บรักษาถึงแม้ว่าค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานอาจจะมีนัยสำคัญถ้าเพิ่มแรงดันเป็นสิ่งที่จำเป็น (เช่นอาจจะเป็นสิ่งที่จำเป็นสำหรับสายยาว). ในมุมมองของธรรมชาติที่จัดตั้งขึ้นของเทคโนโลยีที่เกี่ยวข้องในกระบวนการนี้มันเป็นเรื่องที่ค่อนข้าง ง่ายต่อการประมาณการค่าใช้จ่ายของขั้นตอนต่างๆของกระบวนการ CCS โดยใช้วิธีการทางวิศวกรรมมาตรฐาน มีหลายการศึกษาที่เผยแพร่ของค่าใช้จ่ายในการจับและบีบอัด CO 2 และการศึกษาทั่วไปหลายของค่าใช้จ่ายในการขนส่งและการเก็บรักษาที่มี (IPCC, 2005) ประทับใจบางส่วนของความสมดุลของค่าใช้จ่ายในส่วนต่าง ๆ ของระบบจะแสดงในตารางที่ 1.3 ขึ้นอยู่กับผลการศึกษาล่าสุดของค่าใช้จ่ายในยุโรป (ZEP 2011). ตัวเลขเหล่านี้แสดงให้เห็นว่าอาจจะเป็น 10% ของค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมของการใช้ CCS อาจจะเป็นเพราะ องค์ประกอบการจัดเก็บ แต่เรื่องนี้อาจจะเป็น 20% ของค่าใช้จ่ายที่เพิ่มทุนของระบบดังกล่าว. วิธีค่าใช้จ่ายเหล่านี้เป็นค่าแปล (เช่นการทำกำไรที่มีศักยภาพของขั้นตอนต่างๆ) จะไม่เป็นที่ชัดเจนจนกว่าจะดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้รับการจัดตั้งขึ้นอย่างเต็มที่ ในปัจจุบันมูลค่าของ CCS จะถูกกำหนดโดยวิธีการอุดหนุนมากจะสามารถใช้ได้จากแหล่งสาธารณะหรือเป็นผลมาจากข้อ จำกัด ทางกฎหมายในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าโดยไม่ต้อง CCS ในอนาคตหากการปล่อยก๊าซจากแหล่งที่มีขนาดใหญ่และมีการควบคุมในระดับที่ได้รับอนุญาตของการปล่อยก๊าซจะลดลงเล็กน้อยเมื่อเทียบกับระดับปัจจุบันนั้นพืช CCS อาจมีค่าในตัวของมันเอง จนกว่าจะมีความชัดเจนเมื่อใดและอย่างไรสถานการณ์ที่จะมีการพัฒนาที่ดีที่สุดที่สามารถกล่าวว่าค่าความสัมพันธ์ขององค์ประกอบที่แตกต่างกันของห่วงโซ่ CCS คือการใช้ค่าใช้จ่ายลด (ดังแสดงในตารางที่ 1.3). เมื่อ CCS จะกลายเป็นเรื่องปกติ ธุรกิจของการผลิตไฟฟ้าที่มีแนวโน้มว่าอัตราผลตอบแทนที่คาดหวังจากการลงทุนในโรงงานจับภาพจะคล้ายกับที่ของส่วนที่เหลือของโรงไฟฟ้า; ในทำนองเดียวกันสำหรับท่อ, อัตราผลตอบแทนสามารถคาดว่าจะตรงกับที่ได้รับอนุญาตสำหรับผู้ให้บริการร่วมกันโดยทั่วไปสินทรัพย์ท่อ สถานการณ์คล้ายสำหรับการจัดเก็บทางธรณีวิทยาที่มีความชัดเจนน้อยกว่า แต่มันจะสันนิษฐานว่าอัตราผลตอบแทนที่คล้ายกันจะนำมาใช้เป็นส่วนอื่น ๆ ของโครงการ CCS ในกรณีที่มูลค่าของส่วนหนึ่งของห่วงโซ่การจัดเก็บข้อมูลจะเป็น 10-20% ของมูลค่าของห่วงโซ่ทั้งหมด. ในระบบ CCS ในเชิงพาณิชย์อย่างเต็มที่ในส่วนที่แตกต่างกันของระบบอาจจะเป็นเจ้าของและดำเนินการโดย บริษัท ที่แตกต่างกัน - ตัวอย่างเช่น อาคารจับภาพน่าจะเป็นของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าเพราะมันจะเป็นส่วนหนึ่งของพืชที่; ระบบขนส่งอาจจะเป็นเจ้าของโดย บริษัท ท่อส่งมากที่สุดเท่าที่ท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นเจ้าของโดยท่อโดยเฉพาะบริษัท ในสหราชอาณาจักรและสหรัฐอเมริกา สถานที่จัดเก็บอาจจะเป็นเจ้าของโดย บริษัท ที่จัดเก็บโดยเฉพาะที่จัดการการจัดเก็บข้อมูลสำหรับจำนวนของผู้ให้บริการร่วม 2; แต่รุ่นอื่น ๆ ของความเป็นเจ้าของอย่างเท่าเทียมกันทั้งสามารถพัฒนา

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

ทั้งหมดของรายการหลักของอุปกรณ์ในกระบวนการจะขึ้นอยู่กับเทคโนโลยี CCS ก่อตั้งขึ้นแล้วใช้สำหรับวัตถุประสงค์ที่คล้ายกัน

หัวใจของการจับภาพพืช คือการแยกโดยทั่วไปฟอกสีละลาย แม้ว่าวิธีการอื่น ๆของการแยกสามารถใช้ระบบใหม่และอยู่ภายใต้การพัฒนา ( IPCC , 2005 ) กระแสของก๊าซที่ถูกขัดเท่านั้นที่มีสัดส่วนขนาดเล็กของ CO 2 ( ระหว่าง 3ร้อยละ 5 และ 14 % ขึ้นอยู่กับชนิดของเชื้อเพลิง ) ซึ่งส่วนใหญ่จะถูกลบออกโดยตัวทำละลาย ซึ่งจะถูกปล่อยกระแสเข้มข้น CO 2 หลังจากการทำความสะอาดใด ๆที่จำเป็น , CO 2 คือบีบอัดสำหรับการขนส่ง ปริมาณของ CO 2 ผลิตโดยสถานีพลังงานเดียวสามารถขึ้นไป 2 ล้านตันต่อปีซึ่งวิธีที่เหมาะสมที่สุดของการขนส่งคือท่อแรงดันสูง ( อุณหภูมิ 100 บาร์หรือมากกว่า ) แต่ใช้ของเรืออาจจะยังได้รับการพิจารณาในบางสถานการณ์ . ความดันในท่อเป็น dictated โดยคุณสมบัติทางกายภาพของ CO 2 –ขนส่ง CO 2 ในเฟส ' ' หนาแน่นลดพื้นที่ที่จำเป็น การขนส่งโดยเรือ บนมืออื่น ๆ